海外油田（共6篇）
海外油田 篇1
H公司位于哈萨克斯坦境内, 下含F和C两个开发生产项目, 共有独资油田11个, 其中老油田2个, 产能建设新区油田9个;合资油田6个, 其中老油田3个, 处于上产期3个。H公司所辖油田具有点多、面广、类型齐全等特点:油田横跨三个州, 阿特劳、阿克纠宾和曼格斯套州, 公共关系复杂;既有作业的独资油田, 又有非作业的合资油田;既有盐上浅层碎屑岩沉积油藏, 又有盐下深层碳酸盐沉积油藏;既有较好开采的轻质原油油藏, 又有较大比例的难动用稠油油藏。这些特点使其具有一定的典型分析意义, 其在油田开发过程中探索出的一些好做法具有一定的普适性和推广价值。
1 海外独资油田高效开发浅析
海外独资油田一般由我方担任作业者, 是我们进行开发生产管理的重点和提高油田开发效率的主战场。
1.1 开发建设基本理念
海外油田开发建设与国内不太一样, 我们不能按照“建设百年油田”的思路去建设和开发, 而应在有效的合同期限内做到高效开发, 使我方利益最大化。进行海外油田高效开发的一些基本理念有:
(1) 当以经济效益为中心, 做到“储量、产量、安全、成本、效益”五统一。
(2) 坚持老油田稳油控水降本增效保稳产。
(3) 坚持新油田勘探开发一体化快速上产。
(4) 对油田钻采工艺和地面建设无特殊要求时, 应尽量简化工艺流程, 控制投资, 降低成本, 快速建产。
(5) 开发生产应尽量采用资源国成熟又实用的工艺技术, 避免片面强调国际和国内标准、技术水平等。
1.2 老油田保稳产
1.2.1 开发中后期老油田的一般特点
海外油田开发项目, 多是一些开发中后期油田, 即, 已开发了多年的油田或主体部分的钻井、地面设施已全面建成投产的油田[1]。这类油田在俄罗斯-中亚地区尤为突出, 其主要特点有:
(1) 油田采出程度高, 一般已采出可采储量的60%左右;油田综合含水高, 一般为80%左右。
(2) 注水开发和天然能量驱并用, 主力油层多数已见水, 而且往往高含水。
(3) 主要开发层系经过井网加密, 储量动用程度一般较高。
(4) 油田主体采油工艺比较完善, 油井、水井井下技术状况恶化, 停产井、事故井、报废井数量多。
(5) 油田地面建设各系统工艺流程比较完善, 设施较为齐全, 但地面管网、主体设备、水电路讯基础设施陈旧老化。
对于这些特点, 应具有清醒的认识, 做好应对难题的思想准备。
1.2.2 实现老油田高效开发措施
中后期老油田开发生产历史长、井网密度大、油水井数量多, 积累的各项技术资料比较齐全充足, 有利于对油田开发生产中出现的各类矛盾和问题进行分析研究。尤其是要利用好已有资料重点分析当前油田开发中存在的主要问题和矛盾, 积极寻找相应的高效开发增产稳产措施。
针对老油田增产稳产难度大、高效开发难的实际情况, 一般采取的主要措施有:
(1) 精细构造解释, 实施滚动开发, 在老油田附近寻找新层、新块, 增加新储量。
图1 Mynteke油田南区构造精细解释新旧方案对比
经过精细构造解释 (图1) , 2011年在M y n t e k e油田南区新构造上部署了一口扩边井M-42。投产后, 在三叠系处喜获工业油流, 展示出良好的滚动前景, 初步估算增加地质储量 (K1v+T) 12万吨。
(2) 精细油藏研究, 摸清剩余油分布规律, 做好剩余油挖潜工作。
通过细化地质建模、精细油藏描述等一系列综合研究, 发现SZK油田驱动方式以底水驱动为主, 剩余油平面上富集在构造高部位、两翼和油水过渡带、无井网控制区;纵向上K1v (1) 、 (2) 小层较富集;井间在K1v顶部60m以内, J2底部120m以内的油藏水淹程度较高, 之外富集剩余油 (图2) 。
依据剩余油分布规律, 2011年在SZK油田部署并完钻3口开发井, 其中中区高部位剩余油挖潜2口, SK-57和SK-58, 油水过渡带剩余油挖潜1口, SK-59 (图3) 。8月17日至9月5日陆续对3口挖潜井进行投产, 初期平均日产油6.1方, 含水1.5%, 投产效果较好, 全年增油1800方。
(3) 在注水不足, 甚至还未注水的井区, 强化注水, 完善注采井网, 提高水驱控制程度及恢复地层能量。
(4) 根据自身油藏特征、储层物性和开发现状, 研究“层系转换、调层补孔、储层改造、找水堵水”等措施的可行性, 做到“稳油控水”。
交割后对SZK油田实施了一系列综合调整措施, 实现了“一稳、二降, 一升”:一稳:20万吨稳产三年, 综合含水稳定;二降:综合含水上升率下降 (图4) , 递减率下降;一升:采收率提高, 可采储量上升。油田精细开发效果较好, 多次受到国际机构的表彰。
(5) 在油田边缘地带、断层边角地带、井距偏大井区钻零散调整井, 以加密井网, 进一步提高采收率。
(6) 依据开发情况, 适时完善主体采油工艺系统。
油水井在开发前期所采用的采油方式、注水方式等, 经多年的开发生产实践考验, 一般比较实用有效。但油田进入中后期高含水、甚至地层因能量亏空脱气阶段后, 以前的注采工艺系统是否仍然适用和有效, 值得商榷。
在上述工作的基础上, 编制一个综合、高效可行的开发老油田、提高采收率的调整方案, 以指导老油田的开发工作, 将起到事半功倍的效果。
1.3 产能建设新区快上产
产能建设新区, 从勘探发现到油田建产, 整个作业过程都由我方来操作, 前期投资较大, 故“快速上产, 早见份额油, 早见经济效益”势必成为其开发工作的核心。做好新区产能建设和高效开发一般应遵循以下原则和做法:
(1) 做好勘探开发衔接和一体化运行工作, 在勘探取得突破后, 开发应提前介入, 确保油田尽快投入试采, 实行“边勘探、边试采、边滚动、边开发”。
(2) 及早准备地面建设工作, 以“简易适用”为原则, 以“边建设、边上产”为策略, 做到地面建设与开发生产无缝结合。
(3) 需对新区油田及早开展局部注水开发先导性试验, 探索合理注采井网, 实现油田长效开发。
F项目R区块产能建设新区, 是H公司在哈萨克斯坦自主勘探、自主发现, 预计新建产能规模达50万吨级的油田。2008年R区块勘探突破后, H公司及时进行了试采方案的编制和报批工作。2009年6月以后, 各油田陆续投入试采, 当年产油2.68万吨, 2010年产油6.567万吨, 实现了突破性发展 (图5) 。
1.4 难动用储量
不同的海外项目具有不同的地质条件, 不同的地质条件决定不同的难动用储量类型, 针对不同的难动用储量应采取不同的开采技术进行开发。
H公司下属油田存在的主要难动用储量为稠油油藏储量, F项目稠油地质储量1544万吨, 目前仅动用251万吨。为提高这部分储量的动用率, 正在进行的主要技术储备、技术调研及下步拟采取的主要措施有:
(1) 强化采油管理, 提高稠油油藏产量。
K油田含油面积1.86k m2, C1+C2地质储量1045.5万吨, 2010年2月份投入开发, 效果不理想。在通过强化措施运行, 加快扶躺井力度;优化工作制度, 适时提液放大生产压差等一系列强化采油管理后, 取得了较好的实施效果, 日增油13方左右。
(2) 稠油热采, 提高单井产能和稠油油藏开发效果。
(3) 积极调研稠油携砂冷采技术。
(4) 加强油藏与工程技术结合:在SZK油田南区实施定向井/水平井开发, 提高稠油储量利用率。
2 合资油田高效开发浅析
对于合资油田, 作为投资者, 而非作业者, 我们不能过分地强调采收率和稳产期, 而应强调和重视合同期内油气田开发的高速度、低投入、快产出和高效益。这种观念与我们操作开发海外独资油田的观念是不完全一致的。参与合资油田开发的一些具体做法有:
(1) 充分利用股东条款、股东大会、财务委员会等机制, 管理好各项投资额度、原油销售、关联交易、利润分红等。
C项目是H公司在哈萨克斯坦于2010年9月31日以15亿美元收购的项目。交割后, H公司迅速成立C项目管理小组, 认真研读股东协议, 积极利用CFO职责和派驻观察员列席相关会议等方式, 加强原油销售、关联交易、利润分红等三大方面的管理, 取得了显著经济效益, 2011年回收资金3亿美元, 占总收购款的20%。
(2) 充分利用技术委员会、各种方案审查会等机制, 参与到合资项目重大技术决策和方案审批、调整中去。
F项目Z油田, 是位于滨里海盆地南部阿斯特拉罕—阿克纠宾斯克古隆起带西侧的一个盐上小型油田, 我方占20%权益。自2009年4月投入开发以来, H公司强化管理力度, 利用技术委员会制度, 积极参与其重大技术方案和措施的制定, 适时提出合理建议, 系统掌握和监控各项生产情况, 使得Z油田产量逐年稳步上升 (图6) ;并于2010年12月全部还清我方提供的贷款和利息。作为股东, H公司从2010年12月起开始分红, 以目前8万吨的年产量匡算, 每年可获得1200万元人民币以上的净利润。
(3) 作为股东方, 主张“能先利用天然能量一次采油后再注水开发的油田, 就先不注水开发”, 以减少投资额度。
(4) 作为股东方, 主张“在确定油田开发层系划分和井网井距时, 只要能保证油田有较高的开采速度和理想的经济效益, 便可以简化层系, 稀井高产”。
(5) 作为股东方, 主张“在确定单井产量时, 只要不影响合同期内单井累计产油量, 就应尽量提高单井产量生产, 无需考虑或强调稳产多长时间”。
(6) 紧密跟踪、及时掌握项目生产经营情况, 对生产中出现的问题提出我方建议。
(7) 加强我方对合资油田的技术研究和生产跟踪, 以利于提出高质量的技术方案建议和解决技术难题的办法。
3 新认识和体会
在不断的实践和探索中, 就如何高效开发海外油田, 取得了一些新的认识和体会。
(1) 建立健全全资和合资公司两种管理模式是高效开发海外油田的关键。
全资区块实行集中管理、授权有度的管理体制。合资公司以监管为主, 并根据所占股比大小、勘探开发重要性、作业者的势力强弱等实际情况采取不同力度的监管措施 (图7) 。
(2) 建立健全开发生产管理制度是高效开发海外油田的保障。
(3) 深化地质综合研究, 不断扩大储量规模, 为海外油田开发奠定资源基础;加强集成技术应用和攻关, 解决以提高油田采收率为重点的一系列重大技术课题, 实现油田增产上产;加强科技研究和创新, 形成适应海外发展需要的技术系列, 促进科技成果转化;加强重点区域、重点项目研究, 为新项目开发提供技术支持。
(4) 加强与国内外油田院所和研究机构进行合作, 建立完善的海外技术支持体系。
(5) 新、老油田, 独资、合资油田之间应相互借鉴开发管理经验, 开展技术交流等, 以获得更好、更高效的开发。
4 结论与建议
(1) 熟悉合同条款是高效开发海外油田的前提, 建立健全油田管理模式是高效开发海外油田的关键, 建立健全管理制度是高效开发海外油田的保障, 拥有完善的海外技术支持体系是高效开发海外油田的强大后盾。
(2) 建议对老油田实施综合调整保稳产。
(3) 建议对产能建设新区油田做好“勘探、开发、地面建设”衔接, 快速上产。
(4) 建议充分利用各种参与机制, 以“抓经营、管投资”为核心开发好合资油田。
参考文献
[1]韩学强.开发海外油田的技术思路与增产措施[J].石油科技论坛, 2010 (04) :56-59
[2]高丹丹, 伍国勇等.Mynteke油田稳产方案综合研究[R].2010
[3]黄艳梅, 蔡新明等.SZK油田主力区块主力层系开发调整综合研究[R].2010
[4]王正安, 李天星.高效开发海外油田—中国石油天然气勘探开发公司 (CNODC) 集成创新促发展[J].中国石油企业, 2008 (07) :36-38
海外河油田化学调驱监测技术 篇2
通过不断扩大实施规模, 目前已开展化学调驱井组32个, 注入液量143.63×104m3。对应油井119口, 阶段增油10.05×104t。实施过程中采用化学调驱监测技术, 对注入井动态、采出井动态及化学剂进行监 (检) 测, 并根据监测结果及时调整实施方案, 取得了较好效果, 实践表明, 化学调驱监测技术, 对保证方案的实施及效果的取得起到关键性作用。
1 注入井动态监测
(1) 示踪迹监测为验证油层连通状况及是否存在优势通道, 措施前选择全部注剂井进行示踪剂监测, 结果显示, 海11-23、海10-20井两口注剂井与对应油井间存在大孔道, 因此这两口井设计了高强度的前置段塞, 封堵优势通道, 其余井组均设计两个段塞, 从主段塞开始实施。
(2) 吸水剖面监测注剂井调驱前和各段塞完成后测试吸水剖面, 以分析调驱效果。测试23口井, 共150个小层, 通过凝胶的调剖作用, 有26个强吸水层的吸水能力得到控制, 占17.3%;29个弱吸水层的吸水能力得到加强, 占19.3%;25个新层被启动, 占16.7%。说明调驱使吸水剖面改善, 水驱波及体积扩大。
(3) 压力监测注入压力反映出地层的封堵状况, 地层压力上升, 说明凝胶封堵了水流优势通道。但注入压力上升过高过快, 则可能造成低渗透层的污染。因此, 针对注剂压力高、爬坡速度快的调驱井组, 采取间歇调驱或下调注剂浓度, 降低成胶粘度的方法, 控制压力上升速度。期间调整24井次, 注剂粘度由7000mp·s降至4000mp·s, 平均注入压力从13.8MPa下降到12.2MPa, 保证了调驱技术的顺利实施。
2 采出井动态监测
(1) 产液剖面监测为了解油层连通情况及层间非均质性, 并为调整产液结构措施提供依据, 对18口井进行产液剖面监测, 每年进行1次。通过监测, 确定并开展堵水、防砂、解堵、提液等措施43井次, 日增油29t, 累计增油1878t。
(2) 采出液聚合物含量监测通过采出液聚合物含量监测, 可了解注入液推进位置。每季度对所有对应油井取样, 采用高效液相色谱法测定聚合物含量, 经检测, 116口井采出液中的调驱剂含量在0~100mg/L之间, 仅有海4-20、海6-22C和海22-33井达到1100mg/L, 因此对这3口井采取关井或间开处理。
3 化学剂检测
(1) 化学剂验收检测严格检测现场注入药剂质量, 每一批药剂都要按检测标准进行质量检测, 检测合格的方可进入现场使用, 保障了体系的成胶效果。
(2) 注入体系浓度检测通过注入药剂浓度监测, 可以掌握配制质量是否符合要求。使用漏斗式聚合物分散装置配药, 分散效果差, 容易形成“鱼眼”, 造成药剂浓度偏低。设计应用负压射流混配器后, 聚合物分散均匀度明显提高, 同时制定化学调驱药品配制操作规范, 保证了调驱药品的配制质量。
(3) 注入体系粘度检测注入药剂粘度监测, 可反映出体系成胶效果。使用布氏粘度计, 每天对现场取样按1天、7天、15天, 分3次进行室内实验检测。通过检测发现, 2011~2012年连续两年均出现夏季成胶率下降的现象, 经过研究分析, 确定引起成胶波动的主要原因是配制水中的溶解氧在高温、强光照条件下, 与聚合物发生氧化降解反应加剧, 导致体系粘度大幅下降, 为此, 在原配方中加入了除氧剂, 解决了夏季成胶波动的问题。
在粘度检测过程中还发现, 配液罐与储液罐间转液用的离心泵, 对聚合物剪切造成的粘度损失可达到20%, 为了解决这一问题, 将两罐进行并行设计, 交替使用, 实现配液储液一体化, 由于取消了转液泵, 减少了这一粘度损失环节。
4 结语
(1) 化学调驱监测结果是调整实施方案的依据。
(2) 化学调驱动态监测技术是保障调驱效果的关键。
摘要：海外河油田属常规注水开发的普通稠油油藏, 区块实施调驱32井组, 调驱阶段增油10.05×104t。在实施化学调驱技术过程中, 通过对波及状况、注采剖面、粘浓监测、地层压力等多方面实施监测, 及时发现实施过程中存在的问题, 为方案制定、跟踪调整、效果分析与评价提供依据。实践表明, 化学调驱监测技术, 对保障方案的实施及效果的取得起到关键性作用。
关键词：调驱,监测,调整,效果
参考文献
[1]宋社民, 等.可动凝胶深部调驱动态特征的监测[J].石油勘探与开发, 2005, 6:120-122.
海外油田 篇3
1现阶段海外河油田防砂控水存在的问题
(1) 防砂方面的问题。海外河油田储层成岩作用较差, 胶结强度低, 是导致油田出砂问题的根本性因素。自海外河油田发现出砂问题后, 立即采取了常规化的防砂措施, 但是通过应用效果来看, 都不是很理想。有的技术虽然防砂效果好, 但是前期技术、设备的投入资金较多, 加上油田本身的油藏量减少, 因此成本回收周期长;有的防砂技术虽然成本较低, 对于技术和设备的依赖程度也不强, 但是实际应用过程中很难从根本上防止出砂问题, 治标不治本。例如, 地层深部防砂就是海外河油田在防砂工作中所采用的一种防砂技术。该技术在初期试用时有效解决了海3块和还11块油井的出砂问题, 但是单井投入费用在3~3.5万元之间, 因此很难得到广泛的普及和推广。
(2) 控水方面的问题。油田出砂和突出问题常常是相伴相随的。海外河油田由于储层非均质性, 本身就容易诱发突水现象, 加上油田长期注水, 严重影响了采油质量和采油效率。以油田主力油层为例, 该部分油层的采出程度高, 水驱波及体积减小, 多轮次调堵井数增加, 应用效果变差。传统的控水方法大多采用多轮次调堵法, 虽然能够在一定程度上解决油井突水问题, 但是没有认清问题的根源所在, 也属于指标不治本, 因此不仅没能起到很好的控水效果, 反而加剧了油田储层的外部压力, 很容易引发更大的油田事故。
2海外河油田高含水期开采接替新技术
2.1防砂方面的新技术
(1) 防砂堵水一体化技术。该项技术是一种综合程度较高、应用效果良好的新型技术。它的主要工作流程也相对简单:首先将新型的防砂剂和堵水剂进行化学成分分析, 然后研制出一种化学合成品。其次, 利用该化学合成品将防砂剂和堵水剂有机结合在一起, 使混合剂同时具有防砂和堵水的功能。其中防砂剂中的有效成分主要以硅酸盐、偶联剂、凝结剂以及一些油溶性树脂等, 这些成分被挤入储层之后, 会在化学反应作用下形成一层坚硬的“屏障”, 起到防砂的效果;堵水剂的主要成分有水膨性颗粒、交联剂以及水溶性聚合物等, 它的作用机理与水泥混凝土类似, 在使用过程中逐渐固化, 起到堵水效果。
(2) 新型携砂液体系研制。经过长期研究, 2007年研制了适宜海外河油田不同油藏条件的新型携砂液体系:无机防膨剂携砂液体系和有机防膨剂携砂液体系。并且确定了预防储层冷伤害的条件:携砂液温度要高于油藏温度, 防止破坏油藏的渗流能力;防砂后合理生产压差应小于人工井肇抗压强度的1.6倍。实施l口试验井取得了较好效果, 防砂后连续生产606 d, 累计增油4 019 t, 有效解决了携砂液对储层冷伤害、有效期短的问题, 提高了技术的适用性。
2.2控水技术
多轮次调剖堵水技术研究。聚合物微球以白油作为分散介质配制水溶性高分子微凝胶。小球依靠乳液聚合技术合成, 小球的初始体积较小, 一般情况下能够达到纳米级, 但是在注入油层后, 小球体积随时间增长不断的水化膨胀, 一直膨大到最大体积后, 依靠架桥作用在地层孔喉处进行堵塞。大球依靠分散聚合制成, 具有核壳2层结构, 分别携带不同的电荷。其中外壳带负电荷, 在注入初期与地层的负电荷相排斥, 使微球进入地层深部;内核的水化速度快, 暴露的正电荷增多, 与地层所带的负电荷相吸引, 逐渐在地层内部所带的负电荷相吸引, 逐步堆积成团, 达到封堵目堆积。
3结语
现阶段, 海外河油田的开发已经进入高含水后期, 在面对突水和出砂问题时, 传统的防砂堵水方法应用效果不够理想。在此基础上, 海外河油田积极革新技术, 先后研发了防砂堵水一体化技术、聚合物微球调堵技术以及携砂液配方技术等一系列实用性强、成本相对较低的技术。
通过实际应用和分析表明, 上述几项技术与传统的防砂堵水技术相比, 具有更高的实用性和技术含量, 对于提高整个海外河油田的开采质量与开采效率有很大的帮助。
参考文献
[1]武海燕, 罗宪波, 张廷山.深部调剖剂研究新进展[J].特种油气藏, 2005, 12 (3) :l~3.
[2]唐纪云.注水开发稠油油藏氮气泡沫调驱技术[J].石油钻采工艺, 2009, 31 (5) :93~96.
海外油田 篇4
1 海外河注水油田基本概况
(1) 油田地质概况海1块含油面积5.9km2, 油藏埋深1650~2100m, 含油层位为东营组, 油层集中在Ed2Ⅲ、Ed2Ⅳ、Ed3Ⅰ、Ed3Ⅱ四个油层组, 含油井段长, 含油层数多且薄, 单层厚度在2~4m。储层岩性较细, 细砂岩占50.5%, 粉砂岩占30.2%。平均孔隙度29.1%, 平均渗透率633×10-3μm2。
(2) 海外河油田注水开发现状海外河油田目前实施有效注水井156口, 分注井105口, 分注率67%, 其中注水工艺采用笼统注水、油套分注、多级分注等技术。
2 油田注水开采过程中存在的问题
(1) 主要潜力已由层间转为层内、由主力油层转为非主力的薄差油层。海外河油田纵向上含油层系多, 非均质严重, 厚油层大段合注造成高渗层注入水突进速度快, 水淹现象严重, 而对于薄夹层水井的低渗层无法有效注入, 水驱动用效果差, 储量动用不均衡。
(2) 油井井段长, 层数多, 渗透率级差大, 驱油效率低。海1块含油井段一般200~300m, 含油层数多, 层间渗透率级差大。统计注水井吸水剖面测试有28%的层不吸水, 油井产液剖面有44%的层不产液。层内渗透率级差在2.32~399.14之间, 储层层内非均质性较强导致注入水微观绕流, 驱油效率低。
(3) 常规分注技术不能满足薄互层分注要求海1块d2Ⅲ油层组, 隔层厚度<3m, 目前工艺无法进行分层注水, 只能采用笼统注水。其原因有以下三个方面:一是管柱结构影响。常规封隔器卡距最小要3m以上, 同时受管柱蠕动影响, 封隔器可能偏离隔层, 造成分注失效。二是配水方式影响。偏心分层注水管柱可分注多层, 但配水器间距要保持在8m以上, 因此对于两夹层小于8m的无法采用配水器对层段进行配水。三是测试技术影响。测试仪器无法在管柱中准确定位, 受钢丝伸长量影响, 也要求配水器间距保持8m以上。
3 薄互层分注技术研究
针对海1块存在薄隔层、薄夹层水井, 以常规工艺无法进行细分注水问题, 开展以长胶筒封隔器为核心工具, 并与其它分注管柱相结合的薄互层多级分层注水技术研究, 解决薄互层注水井分注级别低、低渗层动用难的问题。
(1) 技术原理针对油层内部存在薄隔层、薄夹层, 常规封隔器难以有效封堵现状, 研究采用长胶筒封隔器 (胶筒长度1~3m) , 对高渗层进行层内封堵或对薄夹层进行反向封堵, 从而阻断高渗透层注入通道, 强制注入液进入低渗透层, 实现细分层系, 有效注水, 提高油、水井的开发效果。
(2) 技术参数1封隔器胶筒延长至2m, 胶筒厚度25mm (常规封隔器胶筒长0.45m) ;2封隔器型号为K341-148, 工作压力25MPa;3封隔器坐封压力2MPa以上, 胶筒耐压25 MPa。
(3) 技术特点1通过增加封隔器胶筒长度, 实现对薄夹层及高渗层有效封堵;2长胶筒封隔器可与其它分注管柱结合形成不同的分注工艺;3薄互层分注技术可解决薄夹层水井分注级别低问题;4工作原理简单, 可操作性强, 封隔器具有高承压易解封的特点。
4 现场应用与效果
薄互层多级分层注水技术通过研究, 2013年进入现场应用阶段, 截止目前累计实施10口井, 分注合格率93%, 注水级别由一级二层提高至二级三层。
海0-20井为海1块边部的一口水井, 共4个小层, 其中由于8号层与9-10号夹层只有1.8m, 常规封隔器无法有效卡封, 9、10号层动用程度较差, 为此采用长胶筒封隔器对8号高渗层进行单卡单注, 控制注水, 对9-10号小层加强注水。实施后井组日产油由6.4t提高至7.1t, 至目前累计产油1028t, 阶段累计增油234t。
5 结语
海外油田 篇5
1 注水井油层损害因素分析
注水是开采油气藏的重要方式之一。在注水过程中, 外来注入水不断地被注入到油气层中, 随着注入量的逐渐增大, 这些注入水又会随着油气的开采被采出。在这个动态过程中, 注入水必然要与油气层的岩石和流体接触, 并发生各种物理、化学变化, 这些变化常导致渗透率恶化, 即地层遭到损害。引起油层损害的原因有三个方面:A、地层岩石和流体本身特性具有潜在的损害因素;B、注入水质不合格, 即注入水与岩石或流体不配伍或注入水不达标;C、不合理的工作制度, 如注水强度过大、地面水质保证体系不完备等。结合注水井油层损害机理, 分析海外河油田注水油层损害原因主要有如下几个方面:
(1) 油层粘土矿物含量高、渗透率低, 在外来流体的作用下发生膨胀与运移造成油层伤害;
(2) 受注入水质和注水系统的影响, 杂质及铁锈等机杂堵塞油层孔隙, 造成油层伤害;
(3) 油层残余油与注入水中表面活性剂作用产生的乳状液堵塞油层, 造成油层伤害;
(4) 措施残留杂质损害。
2 多脉冲压裂综合解堵工艺技术
2.1 技术原理
多脉冲压裂综合解堵技术是在高能气体压裂基础上发展起来的一项新型实用技术, 是利用火药或火箭推进剂燃烧产生的高温、高压气体压出多条径向裂缝以取得增产增注的目的。
2.2 作用机理
2.2.1 机械作用
火药或推进剂燃烧产生的高压气体, 在超过岩石的破裂压力的条件下, 在井眼附近产生多条径向裂缝。同时, 当压力超过一定限度后, 岩石会产生塑性变形, 所以当压力下降后仍会留有残余裂缝。
2.2.2 水力振荡作用
火药燃烧后产生的高温、高压气体会推动井中液柱向上运动, 随着体积的增大, 气体压力又会下降, 从而引起液柱向下运动。这种压力波动是周期性的, 有助于裂缝形成和清理地层堵塞。
2.2.3 高温热作用
火药燃烧后在燃烧点附近井温可升高到500-700℃, 开始下降很快, 以后在几小时内变慢, 足以熔化沉淀在油井附近的石蜡与沥青, 同时降低原油粘度。
2.2.4 化学作用
火药燃烧后的产物主要是CO2, N2和部分HCL, 这些气体在高压下都会溶于原油, 从而起到降低原油粘度和表面张力的作用, 达到增产效果。
2.3 技术特点
(1) 对地层无伤害, 有利于储层保护。
(2) 连续多脉冲的作用, 延长了对地层的压裂作用时间, 使地层产生多条不受地层主应力约束的
多条裂缝, 并能形成较长的裂缝体系, 有效提高地层的渗透导流能力。
(3) 较强的热化学作用, 提高了改造地层的效果。
2.4 主要技术参数
(1) 耐温:120℃;
(2) 解堵半径:4~12m;
(3) 适用井深:小于3500m
(4) 适应井径:Ф1 2 7 m m, Ф139.7mm, Ф177.8mm。
2.5 选井条件
(1) 适应岩性:石灰岩、白云岩和泥质含量较低 (小于10%) 的砂岩;
(2) 套管及固井质量良好;
(3) 近井地带污染、堵塞严重井;
(4) 注不进或达不到配注要求的注水井;
(5) 处理层与水层间的间隔大于5m以上。
3 现场应用及效果分析
首先在海外河油田一口注水井上进行了试验, 取得非常理想的解堵增注效果, 进而扩大了试验规模, 共试验11口井, 累计增注水量30310 m3。通过实施达到了解堵增注的目的, 有效地改善了注水效果, 提高了水驱动用程度。
3.1 注水井解堵后注水压力下降, 增注效果明显, 达到了地质配注要求
部分水井在分注后, 由于地层堵塞或油层非均质性差等原因, 造成在目前注水压力下部分井段注不进或达不到地质配注要求, 为此实施了多脉冲压裂综合解堵技术, 措施后单井平均日注水量由25 m3上升至36 m3, 注不进层段注水压力由11.7 MPa下降至6.5MPa, 阶段累计增加注水30310 m3。
海10-35井, 该井于2011年12月油井转注, 转注后注水困难, 注水压力与干压持平, 日注水只有4-6 m3。通过对该井分析并实施多脉冲压裂施工, 措施后日注水量由4m3提高至41 m3, 注水压力由11.8 MPa下降至1.1M P a, 解堵井段吸水良好。9月份转地面三管分注进行分注, 配注50 m3, 分注后注水压力1.1MPa, 经现场观察各层段均达到地质配注要求。同时海10-35井对应的三口生产井日产油由措施前的7.7吨上升至8.8吨, 日产液保持不变, 含水下降了0.9个百分点, 前后动液面保持稳定。
3.2 实施选层解堵, 解决了大井段、高泥质含量井的增注问题
针对解堵井段长、层间差异大等情况, 在与地质结合的前提下, 充分分析对应油井关系, 有针对性地选择油层厚度大、渗透率高、泥质含量低、注采对应关系好的层段进行解堵, 取得了较好的解堵增注效果。实施的11口井中有4口井有效地控制了起爆点, 解堵后增注效果明显。
海2031井是一口三管分注井, 空心杆注不进, 待解堵井段1689-1746m, 井段长57m, 通过分析该井的33#、34#两个厚、高渗层主要对应油井20132井的28#、29#、31#层, 在设计与现场实施时, 将起爆位置定在33#层位置, 使主力解堵井段处于最佳解堵效果区, 7月13日解堵后采用三管进行分注, 初始注水压力由解堵前的11.5 MPa降至7.0MPa, 日注水10m3, 目前注水压力7.5MPa, 日注水量11m3, 完全达到地质配注要求。分注井H2031对应井组累计增油126吨。
4 结论
(1) 解决了部分注水井的注水难题, 提高了注水井的注水效率。
(2) 通过应用综合解堵措施, 优化管柱配置, 提高了技术的适应性。
(3) 该技术在油井上应用, 可解除近井地带的污染, 恢复油井产能。
参考文献
[1]万仁溥, 罗英俊.采油技术手册[M].北京:石油工业出版社, 1998[1]万仁溥, 罗英俊.采油技术手册[M].北京:石油工业出版社, 1998
海外油田 篇6
关键词：中海油,海外油田项目,人力资源管理,系统优化
1 前言
中海油作为我国国内石油上游市场的主要参与者, 在“走出去”战略的指导下, 走出了一条跨国兼并重组之路。依据“十八大”的会议精神—提高海洋资源开发能力, 发展海洋经济, 保护海洋生态环境, 坚决维护国家海洋权益, 建设海洋强国。加之国际油气市场需求旺盛, 作为中央特大国有企业的中海油以海洋石油工业“二次跨越”为突破口, 转变企业核心业务, 进军海外市场, 致力于为油田的能源安全提供保障。自1982年建立以来, 中海油在壮大自身国内市场的同时, 在2008年斥资171亿人民币收购了Awilco OFFshore ASA, 并于2012年12月完成了其迄今历史上最大的能源收购案例——以151亿美元成功收购加拿大尼克森能源公司, 致力于跨国能源集团的构建。在以人才为导向的时代, 中海油能否在激烈的竞争环境中生存和发展, 关键在于企业是否具备核心竞争力。而核心竞争力主要来自于企业的人力资源, 因为高质量的人才具有不可复制和模仿性。
中海油人力资源管理体系随着其自身发展而不断完善。但由于海外油田项目对中海油而言属于新兴事物, 而在海外项目中仍采用公司传统的人力资源体系。这种人力资源管理体系的套用, 在一定程度维持了海外油田项目的正常运转, 但却违背了理论联系实际的指导思想, 存在一定的局限性。中海油在实施海外项目方面起步较晚, 缺少管理经验, 在海外项目管理方面主要存在两方面的问题:一是更多地注重技术的提高和资金的运作, 而忽视人力资源的管理, 对海外项目人力资源管理的方式、技术、涉及领域和相关处理方法都尚处于摸索阶段;二是历史体制的众多原因, 在海外业务人力资源管理理念和方式上还受着计划经济的影响, 尤其是在对人才引进、开发、使用和激励等方面。基于此, 本文以中海油海外油田项目作为研究对象, 结合海外油田项目人力资源的问题, 构建具有海外油田项目特色的人力资源管理体系。
2 中海油人力资源管理体系存在的问题
中海油海外油田项目人力资源管理体系深深地烙印上国内油田项目人力资源管理体系的特点。中海油海外油田项目的人力资源管理体系深受2003年中国海洋石油总公司用工与薪酬制度改革的影响, 带有国内项目管理的特征。2003年中国海洋石油总公司以中国海洋石油有限公司和总公司机关为两大试点企业进行用工与薪酬制度改革, 初步形成“上岗靠竞聘、薪酬靠贡献、干部能上能下、员工能进能出、收入货币化、福利社会化”的用工制度及与之配套的薪酬体系。中海油海外油田项目管理人员复杂, 文化差异大且外部环境瞬息万变, 对人力资源管理人员提出了挑战。较之大型的国际化石油公司, 中海油海外油田项目的人力资源管理方式相对粗放, 中海外油田项目的人力资源管理处于经验型阶段, 尚未建立科学型的人力资源管理体系。目前中海油海外油田项目人力资源管理存在以下几方面的问题:
2.1 人力资源规划缺乏前瞻性
近年来, 在收购兼并发展战略的指引下, 中海油海外油田项目骤然增加, 很多项目立即上马开工, 相应的中方技术骨干人员以及当地的管理人员被急需。由于中海油海外油田项目未建立人力资源规划意识, 大批人员中方派遣人员的调集存在困难。
2.2 人力资源配置不合理
中海油海外油田项目人力资源配置没充分考虑本土化员工在油气勘探、开发生产等方面的技术水平, 未结合到海外油田项目的具体特点, 就决定了油田项目派遣员工的数量和类型, 在一定程度上造成了人力资源的重复配置。
2.3 缺乏相应的人力引进、培养和储备的运行机制
中海油海外油田项目的用工缺乏复合型人才。目前中海油海外油田项目从外部渠道招聘外籍的复合型人才, 未能较好的对其进行更深层次的培养, 导致其对海外油田项目不了解, 影响油田项目的效益。与此同时, 中海油分区公司缺乏复合型人才引进、培养和储备的运行机制。由于中海油海外油田项目之间尚未建立健全的人才调用机制, 同时与国际优秀的石油公司未建立人才借聘机制, 管理人才不足的现状未能妥善解决。在人才的培养过程中, 海外油田项目重视人才短期价值的开发使用, 忽视人才的长远投资。在人才的培训过程中, 仅就项目需要的技能与知识进行培训, 培训缺乏系统性, 忽视企业文化强大的凝聚力, 油田项目合作团队的凝聚力不高。
2.4 激励机制过于简单
中海油海外油田项目人力资源管理的战略眼光表现出短时性, 未能出长远的视角看待资源国员工乃至外籍员工的管理, 没深入贯彻“养兵千日, 用在一时”的理念。海外油田项目人力资源的薪酬体系激励性不强。从薪酬激励来看, 中海油海外油田项目的中方人力资源的薪酬主要是按照《境外员工薪酬标准》执行, 依照不同资源国的安全级别, 确定其补贴系数。中方员工因海外油田项目效益未能同其薪酬挂钩, 薪酬的激励性不强。针对本土化员工的薪酬采取的是资源所在国油气行业的薪酬。
中海油海外油田项目人力资源管理体系存在的一系列问题, 追根究底在于其人力资源管理体系深深扎根于国内油田项目人力资源管理体系, 其忽视了海外油田项目的跨文化, 跨国界、跨地域的特点。在海外油田项目管理中, 人力资源管理体系忽视了文化的差异性, 无论是外派员工还是本土化员工都表现出文化冲突的问题。由于法律规范的原因, 外派员工一方面表现出较强的不适应性, 另一方面或多或少存在生活困难、水土不服的情况, 而本土化员工则不能适应公司的企业文化、企业管理制度。人力资源管理体系在国内海外油田项目管理中已然形成了战略优势, 由于文化差异等原因, 其在海外油田项目管理中未能发挥应有的作用。
3 人力资源管理体系优化思路
中海油海外油田项目人力资源管理体系优化既是顺应公司扩展海外业务发展的要求, 又是为了弥补人力资源管理体系的不足, 从而达到降低海外油田项目管理成本、提高管理效率、增强中海油竞争力的目标。中海油海外油田项目人力资源管理体系优化需要一定的思路和方向, 即较之优化前的人力资源管理体系, 优化后人力资源管理体系具备哪些差异性的功能性效果。依据中海油海外油田项目人力资源管理现状, 结合中海油海外油田项目发展战略, 初步确定其人力资源管理体系优化的总体思路是以“四位一体”人力资源管理体系为支撑, 在国际化与基于知识管理、创新管理、质量管理的人力资源管理体系为引导, 链式人力资源管理体系为引擎开展进行 (图1) 。中海油海外油田项目人力资源管理体系优化是以油田项目高效运转为前提, 坚持国际化战略同本土化战略相结合。坚持人力资源的国际化战略引进了海外油田项目的中高端人才, 进而规范海外油田项目制度, 构建海外油田项目的竞争战略。坚持本土化战略是出于海外油田项目运转特点的考虑, 从油田项目所在国招聘大量的当地员工, 坚持尊重大众文化、大众风俗、大众习惯的原则, 本土化战略一方面能更好地处理同当地政府与居民之间的关系, 另一面减少了项目风险, 提高油田项目管理的效率。
(1) 结合中海油海外油田项目人力资源管理体系在人力资源规划、人力资源配置、人力资源培养、人力资源激励机制的不足, 构建四位一体的人力资源管理体系。目前, 中海外海外油田项目人力资源管理的软肋在于人力资源规划、人力资源配置、人力资源培养以及人力资源的激励机制, 如何使优化后的人力资源管理体系拥有强大的规划功能、人员配置功能、培养功能以及激励功能, 这成为中海油海外油田项目人力资源管理体系优化的核心工作。因而构建集人力资源规划、人力资源配置、人力资源培养、人力资源激励机制为一体的人力资源管理体系成为人力资源管理体系优化的重中之重。四位一体的人力资源管理体系是以人力资源规划为前导, 人力资源激励为动力, 人力资源培养为引擎, 人力资源配置为方向。人力资源规划一方面要结合到公司的总体战略以及海外油田项目所在资源国所在的政治、经济、文化、技术情况, 另一方面要兼顾海外油田项目的实际情况, 预测海外油田项目的用工情况, 为海外油田项目后期工作的正常开展奠定基础。人力资源激励机制要在坚持人力资源优化原则的基础, 跨越文化差异、地区差异、项目差异, 坚持物质激励同精神激励有所侧重的考虑, 有选择性的针对员工的特点有所侧重的选择激励手段, 激发员工的工作创造性、知识学习性和质量意识, 最大限度地发挥人的潜力, 支持着油田项目的开展。人力资源培养既是指海外油田项目的用工人员职业发展体系的设计, 又指为增加海外油田项目员工的知识存量, 对其有针对性的培训体系。人力资源配置在了解海外油田项目用工需求的基础上, 结合招聘情况以及员工能力、素质, 有效的配置人员。
(2) 以公司战略为指导, 以优化为手段, 为适应时代的要求基于知识管理、创新管理、质量管理的人力资源管理体系。知识时代的到来, 使得知识成为海外油田项目提高工作效率, 提升经济效益的内在动力和关键要素, 因而构建基于知识管理的人力资源管理体系成为海外油田项目发展的必然趋势。基于知识管理的人力资源管理体系中涉及的知识同海外油田项目的发展紧密相连, 包含了技术知识、市场知识、管理知识, 且这些知识深入到海外油田项目的管理流程、生产流程以及员工的思想和工作中。海外油田项目的人力资源水平在很大程度上影响到了项目的创新能力, 而创新能力是海外油田项目生存和成功的决定性因素之一。基于创新能力管理人力资源管理体系的构建成为海外油田项目发展的题中之义。ISO9000标准的出台, 其对海外油田项目质量管理提高了较高的要求, 加之质量管理是海外油田项目管理生产经营战略的重要内容。从人力资源管理的视角提升质量管理水平, 事关海外油田项目生存。
(3) 基于海外油田项目阶段性的人力资源需求及其用工类型的特点, 构建链接式动态人力资源管理体系。按照项目阶段来划分, 可将一般海外油田项目分为立项、筹备、入场、开工、主体段1、主体段2、主体段3、竣工段、验收、收尾以及维护11个阶段, 从海外油田项目的立项开始, 一直是中方员工在筹备海外油田项目正式的实施工作, 包括海外油田项目正式的派遣工、招聘员工以及组织结构等相关工作, 其人力资源需求的特点表现为中方派遣工从筹备至开工阶段迅速增加, 随着海外油田项目的逐渐开展, 用工需求从中方派遣工向本土化员工转移, 其用工类型需求由管理岗需求倾向技术岗需求, 相应地资源国本土化员工从入场到竣工阶段不断攀升, 在主体工程阶段达到最高。整个海外油田项目用工需求及用工类型呈现出阶段性变化, 因而为适应这种动态变化, 合理的规划, 配置人力资源, 激励人力资源, 构建与之相适应的链式人力资源管理体系至关重要。链式人力资源管理体系其核心在于掌握海外油田项目用工需求特点的基础上, 高效的进行人力资源补充, 降低人力资源成本, 提升人力资源管理效益, 整体性增强海外油田项目的竞争实力。
因而, 中海油海外油田项目人力资源管理体系优化要以知识管理、创新管理、质量管理为指导, 同时结合项目用工特点, 从人力资源规划、人力资源配置、人力资源培养以及人力资源激励机制优化体系, 才能以高标准推动着其不断完善。
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